NO340367B1 - Flow control valve for injection systems - Google Patents
Flow control valve for injection systems Download PDFInfo
- Publication number
- NO340367B1 NO340367B1 NO20062592A NO20062592A NO340367B1 NO 340367 B1 NO340367 B1 NO 340367B1 NO 20062592 A NO20062592 A NO 20062592A NO 20062592 A NO20062592 A NO 20062592A NO 340367 B1 NO340367 B1 NO 340367B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- completion string
- flow control
- fluid
- ball
- outlet port
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 title description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 55
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- -1 steam Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
- Fluid-Driven Valves (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION
Oppfinnelsesområdet The field of invention
Implementeringer av forskjellige teknologier beskrevet deri vedrører generelt strømningstyringsventiler for injeksjonssystemer. Implementations of various technologies described therein generally relate to flow control valves for injection systems.
Beskrivelse av beslektet teknikk Description of Related Art
Generelt innebærer injeksjonsoperasjoner pumping av fluid inn i en brønn. Injeksjon kan brukes i et antall anvendelser for å støtte produksjonen av hydrokarboner, for eksempel for trykkopprettholdelse, for erstatning av hulromsandel, for fluidbortskaffing og lignende. Under injeksjonsoperasjoner kan overflatefluid pumpes inn i en brønn under meget høye trykk. In general, injection operations involve pumping fluid into a well. Injection can be used in a number of applications to support the production of hydrocarbons, for example for pressure maintenance, for void fraction replacement, for fluid disposal and the like. During injection operations, surface fluid can be pumped into a well under very high pressures.
Når pumpingen stanses fjernes det stabiliserende nedovertrykk. Den nedoverrettede bevegelsesenergi av fluidet genererer trykkbølger som beveger seg nedover gjennom kompletteringsstrengen og inn i formasjonen. Disse trykkbølger kan kastes tilbake gjennom formasjonen og kan reflekteres tilbake av kompletteringsstrengen, borehullringrommet, og selve formasjonen. Trykkbølgene kan fortsette å svinge inntil bølgen er fullstendig dempet. Dette fenomen kan være kjent som hammereffekten. When pumping is stopped, the stabilizing downward pressure is removed. The downward kinetic energy of the fluid generates pressure waves that travel downward through the completion string and into the formation. These pressure waves can be thrown back through the formation and can be reflected back by the completion string, the wellbore annulus, and the formation itself. The pressure waves can continue to oscillate until the wave is completely damped. This phenomenon may be known as the hammer effect.
Hammereffekten kan bevirke skade på reservoaret og komponentene i kompletteringsstrengen. Den primære årsak til skade behøver ikke nødvendigvis være selve trykkbølgene, mens snarere fluidet som strømmer inn og ut av formasjonen, som et resultat av trykkbølgene. Mulig reservoarskade kan inkludere et sammenfalt hull, skadede perforasjoner, tilstoppet filter, økt formasjonsskade og destabilisert sand eller leirskifter, som til slutt kan føre til en minskning i injektivitet. Hvis injektivitet helt eller delvis går tapt kan sveipeffektiviteten og injektiviteten av brønnen settes i fare, noe som i sin tur kan innvirke på det endelige utbytte av injiseringsoperasjonen. The hammer effect can cause damage to the reservoir and components in the completion string. The primary cause of damage is not necessarily the pressure waves themselves, but rather the fluid flowing in and out of the formation as a result of the pressure waves. Possible reservoir damage can include a collapsed hole, damaged perforations, plugged filter, increased formation damage, and destabilized sand or clay shift, which can ultimately lead to a decrease in injectivity. If injectivity is completely or partially lost, the sweep efficiency and injectivity of the well may be compromised, which in turn may affect the final yield of the injection operation.
US 3087551A beskriver en anordning for å injisere fluid inn i en underjordisk formasjon. Anordningen eller verktøyet omfatter en åpen rørformet boring innrettet for å festes til og danne den nedre ende av en rørstreng i en foret brønn. Det rørformede elementet er utformet for å tilveiebringe en indre seteflate inntil den nedre enden av boringen og den indre seteflaten er innrettet til å motta et rørformet hus som kan hentes opp igjen og er anbrakt på seteflaten i det rørformede elementet. Huset bærer en anordning for å forsegle mellom den ytre veggen av huset og den indre veggen av det rørformede elementet. Huset er forsynt med et åpningselement, slik som en fjærpåvirket ventil, som er innrettet til å bli åpnet ved et forutbestemt trykk i nedad rettet strømning av fluid gjennom det rørformede elementet og huset, åpningselementet kan stenges mot oppadgående strømning av fluid gjennom det rørformede huset og det rørformede elementet slik at det rørformede huset kan trekkes opp fra det rørformede elementet ved oppadgående strømning derigjennom. US 3087551A describes a device for injecting fluid into an underground formation. The device or tool comprises an open tubular bore adapted to attach to and form the lower end of a tubing string in a cased well. The tubular member is designed to provide an inner seating surface until the lower end of the bore and the inner seating surface is adapted to receive a tubular housing which can be retrieved and is placed on the seating surface of the tubular member. The housing carries a means for sealing between the outer wall of the housing and the inner wall of the tubular member. The housing is provided with an opening member, such as a spring actuated valve, which is adapted to be opened by a predetermined pressure in downward flow of fluid through the tubular member and the housing, the opening member can be closed against upward flow of fluid through the tubular housing and the tubular element so that the tubular housing can be pulled up from the tubular element by upward flow therethrough.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION
Beskrevet heri er implementasjoner av forskjellige teknologier for en strømningsstyringsventil for bruk inne i et borehull. I en implementasjon kan strømningsstyringsventilen inkludere en husdel, et kammer anbrakt inne i husdelen og en innløpsport anbrakt ved en første ende av kammeret. Innløpsporten kan være konfigurert til å tillate at fluid kommer inn i kammeret. Strømningsstyrings-ventilen kan videre inkludere en utløpsport anbrakt ved den andre ende av kammeret. Den andre ende kan være motsatt den første ende og utløpsporten kan være konfigurert for å tillate at fluid strømmer ut av kammeret. Strømningsstyringsventilen kan videre inkludere en tilbakeslagsventil-sammenstilling anbrakt mellom innløpsporten og utløpsporten. Tilbakeslagsventilen kan være konfigurert til å la fluid strømme fra innløpsporten til utløpsporten og hindre at fluid strømmer fra utløpsporten til innløpsporten. Described herein are implementations of various technologies for a flow control valve for use inside a borehole. In one implementation, the flow control valve may include a housing portion, a chamber located within the housing portion, and an inlet port located at a first end of the chamber. The inlet port may be configured to allow fluid to enter the chamber. The flow control valve may further include an outlet port located at the other end of the chamber. The second end may be opposite the first end and the outlet port may be configured to allow fluid to flow out of the chamber. The flow control valve may further include a check valve assembly located between the inlet port and the outlet port. The check valve may be configured to allow fluid to flow from the inlet port to the outlet port and prevent fluid from flowing from the outlet port to the inlet port.
Beskrevet heri er også implementasjoner for forskjellige teknologier for en kompletteringsstreng for bruk inne i et borehull. I en implementasjon kan kompletteringsstrengen inkludere et produksjonsrør og én eller flere strømningsstyringsventiler anbrakt på en sidedel av produksjonsrøret. Hver strømningsstyringsventil kan inkludere en innløpsport for å tilveiebringe en strømningsbane mellom en innsidedel av produksjonsrøret og strømningsstyringsventilen, en utløpsport for å tilveiebringe en strømningsbane mellom strømningsstyringsventilen og en utsidedel av produksjonsrøret og en tilbakeslagsventilsammenstilling anbrakt mellom innløpsporten og utløpsporten. Tilbakeslagsventilsammenstillingen kan være konfigurert til å tillate at fluid strømmer fra innsidedelen av produksjonsrøret til utsidedelen av produksjonsrøret gjennom innløpsporten, tilbakeslagsventil-sammenstillingen og utløpsporten. Tilbakeslagsventil-sammenstillingen kan være konfigurert til å hindre at fluid strømmer fra utsidedelen av produksjonsrøret til innsidedelen av produksjonsrøret gjennom utløpsporten, tilbakeslagsventilsammenstillingen og innløpsporten. Also described herein are implementations for different technologies for a completion string for use inside a borehole. In one implementation, the completion string may include a production pipe and one or more flow control valves located on a side portion of the production pipe. Each flow control valve may include an inlet port for providing a flow path between an interior portion of the production tubing and the flow control valve, an outlet port for providing a flow path between the flow control valve and an exterior portion of the production tubing, and a check valve assembly located between the inlet port and the outlet port. The check valve assembly may be configured to allow fluid to flow from the inner portion of the production tubing to the outer portion of the production tubing through the inlet port, the check valve assembly, and the outlet port. The check valve assembly may be configured to prevent fluid from flowing from the outer portion of the production tubing to the inner portion of the production tubing through the outlet port, the check valve assembly, and the inlet port.
Beskrevet heri er også implementasjoner av forskjellige teknikker for å injisere fluid til en undergrunnsformasjon gjennom en kompletterings-streng med én eller flere strømningsstyringsventiler anbrakt derpå. I en implementasjon kan kompletteringsstrengen være utplassert inne i borehullet, slik at én eller flere strømningsstyringsventiler er posisjonert nær én eller flere undergrunnsformasjoner. Hver strømningsstyringsventil kan inkludere en tilbakeslagsventil-sammenstilling konfigurert til å tillate at fluid strømmer fra kompletterings-strengen til én av undergrunnsformasjonene og hindrer fluid i å strømme fra én av undergrunnsformasjonene tilbake i kompletterings-strengen. Fluid fra overflaten kan så pumpes inn i kompletteringsstrengen. Also described herein are implementations of various techniques for injecting fluid into a subsurface formation through a completion string with one or more flow control valves located thereon. In one implementation, the completion string may be deployed inside the borehole, such that one or more flow control valves are positioned near one or more subsurface formations. Each flow control valve may include a check valve assembly configured to allow fluid to flow from the completion string into one of the subsurface formations and prevent fluid from flowing from one of the subsurface formations back into the completion string. Fluid from the surface can then be pumped into the completion string.
Oppfinnelsesgjenstanden er ikke begrenset til implementasjoner som avhjelper noen eller alle av de anførte mangler. Videre er avsnittet om oppsummering av oppfinnelsen anført for å innføre en seleksjon av konsepter i en forenklet form, som er beskrevet videre i den detaljerte del av beskrivelsen. Avsnittet om oppsummering av oppfinnelsen er ikke ment å identifisere nøkkeltrekk elle re-essensielle trekk ved oppfinnelsesgjenstanden, og er heller ikke ment å skulle anvendes for å begrense omfanget av oppfinnelsen. The subject matter of the invention is not limited to implementations which remedy some or all of the listed deficiencies. Furthermore, the section on summary of the invention is stated to introduce a selection of concepts in a simplified form, which are further described in the detailed part of the description. The section on summarizing the invention is not intended to identify key features or re-essential features of the subject matter of the invention, and is also not intended to be used to limit the scope of the invention.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Implementasjoner av forskjellige teknologier skal i det følgende beskrives med henvisning til de vedføyde tegninger. Det skal imidlertid forstås at de vedføyde tegninger bare illustrerer de forskjellige implementasjoner beskrevet heri og er ikke ment å begrense rammen for de forskjellige teknologier beskrevet heri. Fig. 1 illustrerer hammereffekten som kan forekomme med et typisk injeksjonssystem. Fig. 2 illustrerer et skjematisk diagram av et injeksjonssystem i samsvar med implementasjoner av forskjellige teknologier beskrevet heri. Fig. 3A illustrerer et skjematisk diagram av en side tverrsnittstegning av en eksempelvis strømningsstyringsventil i samsvar med implementasjoner av forskjellige teknologier beskrevet heri, og Fig. 3B illustrerer et skjematisk diagram av en tverrsnittstegning av strømningsstyringsventilen illustrert i fig. 3A. Implementations of different technologies shall be described below with reference to the attached drawings. However, it should be understood that the attached drawings only illustrate the various implementations described herein and are not intended to limit the scope of the various technologies described herein. Fig. 1 illustrates the hammer effect that can occur with a typical injection system. Fig. 2 illustrates a schematic diagram of an injection system in accordance with implementations of various technologies described herein. Fig. 3A illustrates a schematic diagram of a side cross-sectional drawing of an exemplary flow control valve in accordance with implementations of various technologies described herein, and Fig. 3B illustrates a schematic diagram of a cross-sectional drawing of the flow control valve illustrated in fig. 3A.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Som anvendt her kan betegnelsene "opp" og "ned"; "øvre" og "nedre"; "oppover" og "nedover"; "under" og "over"; og andre lignende betegnelser som angir relative posisjoner over eller under et gitt punkt eller element anvendes i forbindelse med noen implementasjoner av forskjellige teknologier beskrevet heri. Når de anvendes for utstyr og metoder for anvendelse i avviksbrønner eller horisontale brønner, eller når de anvendes for utstyr og metoder som når de arrangeres i en brønn er i en avviksorientering eller horisontalt orientering, kan imidlertid slike betegnelser referere til angivelser av venstre til høyre, høyre til venstre, eller andre forhold som måtte passe. As used herein, the terms "up" and "down"; "upper" and "lower"; "up" and "down"; "below" and "above"; and other similar designations indicating relative positions above or below a given point or element are used in connection with some implementations of various technologies described herein. When they are used for equipment and methods for use in deviation wells or horizontal wells, or when they are used for equipment and methods which when arranged in a well are in a deviation orientation or horizontal orientation, such designations may however refer to indications from left to right, right to left, or other conditions that might suit.
Fig. 1 illustrerer et skjematisk diagram av et typisk injeksjonssystem 100, som kan inkludere et overflatelagringssystem 110 i kommunikasjon med en høytrykkspumpe 112, som kan være i kommunikasjon med et brønnhode 114. Injeksjonssystemet 100 kan videre inkludere en kompletteringsstreng 130, anbrakt inne i et borehull 120. Som tidligere nevnt kan injeksjonssystemet 100 anvendes for trykkopprettholdelse eller erstatning av tomromsandel. Borehullet 120 kan være foret med etforingsrør 122. I noen implementasjoner kan imidlertid borehullet 120 etterlates åpent. Under en injeksjonsprosess kan fluid fra overflatelagringssystemet 100 pumpes ved hjelp av høytrykkspumpen 112 gjennom brønnhodet 114 inn i kompletteringsstrengen 130. Eksempler på det pumpede fluid kan inkludere vann, inerte eller reaktive gasser, damp, avfallsprodukter eller kombinasjoner derav. Det pumpede fluid kan strømme nedover gjennom kompletteringsstrengen 130 inn i formasjonen 150 gjennom et sett av perforasjoner 152. Slike perforasjoner dannes typisk ved avfyring av perforerende formede ladninger gjennom foringsrøret 122 ved bruk av en perforeringsanordning. Injeksjonssystemet 100 kan videre inkludere et sett av pakninger 175 som kan anvendes for å isolere en fluid- eller trykkbølge som måtte komme ut av formasjonen 150. Fig. 1 illustrates a schematic diagram of a typical injection system 100, which may include a surface storage system 110 in communication with a high pressure pump 112, which may be in communication with a wellhead 114. The injection system 100 may further include a completion string 130, placed inside a wellbore 120. As previously mentioned, the injection system 100 can be used for pressure maintenance or replacement of void space. The borehole 120 can be lined with a casing 122. In some implementations, however, the borehole 120 can be left open. During an injection process, fluid from the surface storage system 100 can be pumped using the high-pressure pump 112 through the wellhead 114 into the completion string 130. Examples of the pumped fluid can include water, inert or reactive gases, steam, waste products or combinations thereof. The pumped fluid may flow downward through the completion string 130 into the formation 150 through a set of perforations 152. Such perforations are typically formed by firing perforating shaped charges through the casing 122 using a perforating device. The injection system 100 can further include a set of gaskets 175 that can be used to isolate a fluid or pressure wave that may come out of the formation 150.
Så snart pumpingen stanses kan bevegelsesmomentet av fluidet generere trykkbølger som initialt forplanter seg nedover gjennom kompletterings-strengen 130, som nedoverrettede bølger 140. Trykkbølgene kan fortsette inn i formasjonen 150 som formasjonsbølger 144. Ved denne prosess kan noe av trykkbølgene reflekteres ved forskjellige grenseflater, som for eksempel enden av kompletteringsstrengen 130, hvor foringsrøret 122 kan etablere grensesnitt med formasjonen 150 og bunnen av borehullet 120. Refleksjonen av trykkbølgene kan skape en hammereffekt i kompletteringsstrengen 130 og borehullringrommet 170, d.v.s. at trykkbølgene i sin tur kan reflekteres ved brønnhodet 114 og kastes tilbake i kompletterings-strengen 130 og i formasjonen 150. Denne hammereffekt kan fortsette å reflekteres frem og tilbake i en sinusbevegelse inntil effekten er dempet. Gjentatte svingninger av trykkbølgene som går frem og tilbake ved formasjonsgrensesnittet kan bevirke forskjellige typer av borehullsskade, som for eksempel et sammenfalt hull, skadede perforasjoner, tilstoppede filter eller formasjonsoverflateskade. As soon as the pumping is stopped, the momentum of the fluid can generate pressure waves that initially propagate downward through the completion string 130, as downwelling waves 140. The pressure waves can continue into the formation 150 as formation waves 144. In this process, some of the pressure waves can be reflected at various interfaces, which for example, the end of the completion string 130, where the casing 122 can establish an interface with the formation 150 and the bottom of the borehole 120. The reflection of the pressure waves can create a hammer effect in the completion string 130 and the borehole annulus 170, i.e. that the pressure waves in turn can be reflected at the wellhead 114 and thrown back into the completion string 130 and into the formation 150. This hammer effect can continue to be reflected back and forth in a sinusoidal motion until the effect is dampened. Repeated oscillations of the pressure waves traveling back and forth at the formation interface can cause various types of wellbore damage, such as a collapsed hole, damaged perforations, plugged filters or formation surface damage.
Fig. 2 illustrerer et skjematisk diagram av et injeksjonssystem 200 i samsvar med implementasjoner av forskjellige teknologier beskrevet heri. Injeksjonssystemet 200 kan inkludere en høytrykkspumpe 212, som kan være i kommunikasjon med et brønnhode 214. Injeksjonssystemet 200 kan videre inkludere en kompletterings-streng 230 anbrakt inne i et borehull 220, som kan være foret med et foringsrør 222. Under injeksjon kan fluid fra overflatelagringssystemet 210 pumpes av høytrykkspumpen 212 gjennom brønnhodet 214 inn i kompletterings-strengen 230. Det pumpede fluid kan strømme nedover gjennom kompletterings-strengen 230 inn i formasjonen 250 gjennom et sett av perforasjoner 252. Injeksjonssystemet 100 kan videre inkludere et sett av pakninger 275 som kan anvendes for å isolere den mulige fluidbølge eller trykkbølge inne i ringrommet mellom kompletterings-strengen 230 og foringsrøret 222. Etter som de ovennevnte komponenter av injeksjonssystemet 200 er hovedsakelig tilsvarende eller de samme som komponentene i injeksjonssystemet 100, kan detaljer vedrørende de samme eller lignende komponenter hentes i de foregående avsnitt med henvisning til fig. 1. Fig. 2 illustrates a schematic diagram of an injection system 200 in accordance with implementations of various technologies described herein. The injection system 200 may include a high-pressure pump 212, which may be in communication with a wellhead 214. The injection system 200 may further include a completion string 230 placed inside a borehole 220, which may be lined with a casing 222. During injection, fluid from the surface storage system may 210 is pumped by the high-pressure pump 212 through the wellhead 214 into the completion string 230. The pumped fluid can flow down through the completion string 230 into the formation 250 through a set of perforations 252. The injection system 100 can further include a set of packings 275 that can be used to isolate the possible fluid wave or pressure wave inside the annulus between the completion string 230 and the casing 222. As the above-mentioned components of the injection system 200 are substantially similar or the same as the components of the injection system 100, details regarding the same or similar components can be obtained in the previous paragraphs with ref icing to fig. 1.
I en implementasjon kan injeksjons-systemet 200 inkludere en strømningsstyringsventil 260 anbrakt nær en injeksjonssone på kompletteringsstrengen 230. Strømningsstyrings-ventilen 260 kan være konfigurert til å hindre at fluid fra formasjonen 250 og ringrommet 270 strømmer tilbake inn i kompletterings-strengen 230 gjennom strømnings-styringsventilen 260. Etter at pumpingen av overflatefluidet er stanset kan bevegelsesmomentet av fluidet fremdeles generere trykkbølger som initialt forplanter seg nedover gjennom kompletterings-strengen 230 som nedoverrettede bølger 240. Trykkbølgene kan fremdeles fortsette inn i formasjonen 250, som formasjonsbølger 244. Tilbakestrømningen av fluid fra formasjonen 250 kan imidlertid forhindres av strømnings-styringsventilen 260 på nytt å komme inn i kompletterings-strengen 230. Selv om strømnings-styringsventilen 260 eventuelt ikke hindrer trykksvingninger i kompletteringsstrengen 230 i å utvikles kan den signifikant redusere at trykkbølgene går frem og tilbake ved formasjonsgrensesnittet, slik at potensiell skade på formasjonen 250 minimeres. Selv om injeksjonssystemet 200 er beskrevet heri med henvisning til en strømningsstyringsventil skal det forstås at i noen implementasjoner kan flere strømnings-styringsventiler anvendes for å behandle flere sonekompletteringer, som det skal beskrives i de etterfølgende avsnitt. In one implementation, the injection system 200 may include a flow control valve 260 located near an injection zone on the completion string 230. The flow control valve 260 may be configured to prevent fluid from the formation 250 and annulus 270 from flowing back into the completion string 230 through the flow control valve. 260. After the pumping of the surface fluid is stopped, the momentum of the fluid may still generate pressure waves that initially propagate downward through the completion string 230 as downwelling waves 240. The pressure waves may still continue into the formation 250, as formation waves 244. The return flow of fluid from the formation 250 can, however, be prevented by the flow control valve 260 from entering the completion string 230 again. Even if the flow control valve 260 does not possibly prevent pressure fluctuations in the completion string 230 from developing, it can significantly reduce the pressure waves from advancing and t ilback at the formation interface, so that potential damage to the formation 250 is minimized. Although the injection system 200 is described herein with reference to a flow control valve, it should be understood that in some implementations, multiple flow control valves may be used to process multiple zone completions, as will be described in the following paragraphs.
Fig. 3A illustrerer et skjematisk diagram av en tverrsnitts-tegning av en eksempelvis strømnings-styringsventil 300 i samsvar med implementasjoner av forskjellige teknologier beskrevet heri. Strømnings-styringsventilen 300 kan inkludere en tilbakeslagsventil-sammenstilling 310 og en strupersammenstilling 340 anbrakt inne i en husdel 320, som radielt kan strekke seg utenfor diameteren av kompletterings-strengen 330. Husdelen 320 kan inkludere en innløpsport 360 og en utløpsport 390. Innløpsporten 360 kan være konfigurert til å muliggjøre at fluid strømmer fra innsiden av kompletterings-strengen 330 inn i strømnings-styringsventilen 300. Utløpsporten 390 kan være konfigurert til å muliggjøre at fluid strømmer fra innsiden av strømnings-styringsventilen 300 eller kammeret 370 til ringrommet 380 og formasjonen 350. Fig. 3A illustrates a schematic diagram of a cross-sectional drawing of an exemplary flow control valve 300 in accordance with implementations of various technologies described herein. The flow control valve 300 may include a check valve assembly 310 and a throttle assembly 340 disposed within a housing portion 320, which may radially extend beyond the diameter of the completion string 330. The housing portion 320 may include an inlet port 360 and an outlet port 390. The inlet port 360 may be configured to allow fluid to flow from inside the completion string 330 into the flow control valve 300. The outlet port 390 may be configured to allow fluid to flow from the inside of the flow control valve 300 or the chamber 370 to the annulus 380 and the formation 350.
Tilbakeslags-ventilsammenstillingen 310 kan inkludere et kulesete 312, en kule 314 og en fjær 316, som kan være konfigurert til å utøve en forut bestemt kraft mot kulen 314. I en lukket posisjon er den forut bestemte kraft som utøves av fjæren 316 tilstrekkelig til å presse kulen 314 mot kulesetet 312. Som sådan er tilbakeslagsventil-sammenstillingen 310 et normalt lukket system, slik at når ikke noe trykk utøves mot systemet ligger kulen 314 an mot kulesetet 312 og avstenger fluidpassasjen gjennom husdelen 320. Den forut bestemte kraft som utøves av fjæren 316 kan varieres alt etter kravene til en spesifikk kompletterings-løsning. The check valve assembly 310 may include a ball seat 312, a ball 314, and a spring 316, which may be configured to exert a predetermined force against the ball 314. In a closed position, the predetermined force exerted by the spring 316 is sufficient to press the ball 314 against the ball seat 312. As such, the check valve assembly 310 is a normally closed system, so that when no pressure is applied to the system, the ball 314 abuts against the ball seat 312 and shuts off the fluid passage through the housing 320. The predetermined force exerted by the spring 316 can be varied according to the requirements of a specific completion solution.
Strupersammenstillingen 340 kan inkludere en struper 342 bevegelig festet inne i husdelen 320 ved eller nær utløpsporten 390. Struperen 342 kan være konfigurert til delvis eller fullstendig å dekke utløpsporten 390. På denne måte kan strupersammenstillingen anvendes for å styre strømningen av fluid inn i og ut av strømnings-styringsventilen 300. Et skjematisk diagram av en tverrsnittstegning av strømningsstyringsventilen 300 er vist i fig. 3B. The throttle assembly 340 may include a throttle 342 movably secured within the housing portion 320 at or near the outlet port 390. The throttle 342 may be configured to partially or completely cover the outlet port 390. In this manner, the throttle assembly may be used to control the flow of fluid into and out of the flow control valve 300. A schematic diagram of a cross-sectional drawing of the flow control valve 300 is shown in FIG. 3B.
I operasjon, når fluid pumpes fra overflaten inn i kompletterings-strengen 330, kan en andel av det pumpede fluid avledes inn i strømnings-styringsventilen 300 gjennom innløpsporten 360. I en implementasjon kan det trykk som genereres av fluidet mot kulen 314 overvinne den forut bestemte kraft som utøves av fjæren 316 mot kulen 314, slik at kulen 314 kan fjernes fra kulesetet 312, slik at det skapes en strømningsbane 315 for fluidet til å gå inn i kammeret 370 og slippe ut gjennom utløpsporten 390. Etter å ha kommet ut av utløpsporten 390 kan fluidet fortsette å strømme inn i formasjonen 350. Når fluidet strømmer tilbake fra formasjonen 350 mot strømningsstyrings-ventilen 300 kan imidlertid det trykk som genereres av fluidet og fjæren 316 presser kulen 314 mot kulesetet 312 for å lukke strømningsbanen 315 som tidligere hadde blitt åpnet. På denne måte kan tilbakeslagsventil-sammenstillingen 310 konfigureres til å hindre at fluid fra formasjonen 350 på nytt kommer inn i kompletteringsstrengen 330 gjennom strømningsstyringsventilen 300. Etter som den mengde fluid som på nytt kommer inn i kompletterings-strengen 330 faktisk kan elimineres kan effektene av trykkbølgene som genereres av fluidet som kastes tilbake gjennom kompletteringsstrengen 330 minimeres. I en implementasjon kan størrelsen av kulen 340 velges til å være stor nok til å stenge åpningen som dannes av formen av kulesetet 312, men likevel lite nok til å tillate at fluid kan passere omkring kulen 314 inn i kammeret 370. Selv om strømnings-styringsventilen 300 er beskrevet heri med en fjær 316, skal det forstås at i noen implementasjoner kan strømningsbanen 315 åpnes eller lukkes ved bruk av andre anordninger, som for eksempel ved å la en kule 314 bevege seg bare etter utøvet fluidtrykk enten fra kompletteringsstrengen 330 eller formasjonen 350. Selv om tilbakeslagsventilen er beskrevet heri ved bruk av et kulesete, en kule og en fjær, skal det forstås at i noen implementasjoner kan andre typer av tilbakeslagsventiler, som for eksempel tallerkenventiler, kjegleventiler eller andre geometrier egnet for å danne en tilbakestrømnings-tilbakeslagsventil anvendes. In operation, when fluid is pumped from the surface into the completion string 330, a portion of the pumped fluid may be diverted into the flow control valve 300 through the inlet port 360. In one implementation, the pressure generated by the fluid against the ball 314 may overcome the predetermined force exerted by the spring 316 against the ball 314, so that the ball 314 can be removed from the ball seat 312, creating a flow path 315 for the fluid to enter the chamber 370 and exit through the outlet port 390. After exiting the outlet port 390, the fluid may continue to flow into the formation 350. However, when the fluid flows back from the formation 350 toward the flow control valve 300, the pressure generated by the fluid and the spring 316 may push the ball 314 against the ball seat 312 to close the flow path 315 that had previously been opened . In this manner, the check valve assembly 310 can be configured to prevent fluid from the formation 350 from re-entering the completion string 330 through the flow control valve 300. As the amount of fluid re-entering the completion string 330 can effectively be eliminated, the effects of the pressure waves can which is generated by the fluid thrown back through the completion string 330 is minimized. In one implementation, the size of the ball 340 may be selected to be large enough to close the opening formed by the shape of the ball seat 312, yet small enough to allow fluid to pass around the ball 314 into the chamber 370. Although the flow control valve 300 is described herein with a spring 316, it should be understood that in some implementations the flow path 315 can be opened or closed using other devices, such as by allowing a ball 314 to move only upon applied fluid pressure from either the completion string 330 or the formation 350 Although the check valve is described herein using a ball seat, a ball and a spring, it should be understood that in some implementations, other types of check valves, such as poppet valves, cone valves, or other geometries suitable for forming a backflow check valve may be used .
Selv om strømningsstyrings-ventilen er beskrevet heri med henvisning til å minimere hammereffekten skal det forstås at strømningsstyrings-ventilen i noen implementasjoner kan anvendes for å behandle flersone-kompletteringer. I flersonekompletteringer kan krysstrømning mellom soner forekomme gjennom kompletterings-strengen når forskjellige trykk forekommer i forskjellige soner. Høyere trykksoner kan skyve fluid tilbake i borehullet og inn i andre soner for å prøve å egalisere trykket, spesielt hvis fluidtilførsel fra overflaten stanses og brønnen søker sin naturlige trykklikevekt. Følgelig kan i en implementasjon flerstrømnings-styringsventiler monteres på en kompletterings-streng for sammenpasning til det tilsvarende antall avflersoner. Hver strømnings-styringsventil kan anvendes for å hindre tilbakestrømning fra sin tilsvarende sone ved å lukkes når trykket i sonen begynner å skyve fluid tilbake inn i kompletteringsstrengen. På denne måte kan de ovenfor nevnte implementasjoner anvendes for å hindre at krysstrømning foregår mellom flersoner. Although the flow control valve is described herein with reference to minimizing the hammer effect, it should be understood that in some implementations the flow control valve can be used to process multi-zone completions. In multi-zone completions, cross-flow between zones can occur through the completion string when different pressures occur in different zones. Higher pressure zones can push fluid back into the borehole and into other zones to try to equalize the pressure, especially if fluid supply from the surface is stopped and the well seeks its natural pressure equilibrium. Consequently, in one implementation, multi-flow control valves can be mounted on a completion string for matching to the corresponding number of multi-zones. Each flow control valve can be used to prevent backflow from its corresponding zone by closing when the pressure in the zone begins to push fluid back into the completion string. In this way, the above-mentioned implementations can be used to prevent cross-flow between multiple zones.
Selv om rørelementene i figuren er avbildet med sirkulære tverrsnitt skal det forstås at i noen implementasjoner kan disse rørelementer ha ikke-sirkulære tverrsnitt, som for eksempel ovale, nyreformede eller lignende tverrsnitt. Videre, selv om strømningsstyringsventilen er blitt beskrevet som montert på en sidedel av en kompletterings-streng skal det være forstått at strømnings-styringsventilen i noen implementasjoner kan være montert i en forskjellig konfigurasjon, som for eksempel innrettet på linje med hovedaksen av kompletterings-strengen, noe som kan gjennomføres med ring- eller kulestrupeventiler. Videre, selv om strømningsstyringsventilen er blitt beskrevet med henvisning til fluid som strømmer gjennom kompletterings-strengen, skal det forstås at i noen implementasjoner kan strømnings-styringsventilen anvendes med andre typer av injeksjonsmedium, som for eksempel gass eller damp (for eksempel vanndamp). Although the pipe elements in the figure are depicted with circular cross-sections, it should be understood that in some implementations these pipe elements can have non-circular cross-sections, such as for example oval, kidney-shaped or similar cross-sections. Furthermore, although the flow control valve has been described as being mounted on a side portion of a completion string, it should be understood that in some implementations the flow control valve may be mounted in a different configuration, such as aligned with the main axis of the completion string, which can be carried out with ring or ball valves. Furthermore, although the flow control valve has been described with reference to fluid flowing through the completion string, it should be understood that in some implementations the flow control valve can be used with other types of injection medium, such as gas or steam (for example water vapor).
Mens det foregående er rettet på implementasjoner av forskjellige teknologier beskrevet heri kan andre og ytterligere implementasjoner etableres uten å gå utenfor basisomfanget derav, som bestemmes av de etterfølgende patentkrav. Selv om oppfinnelses-gjenstanden er blitt beskrevet i et språk spesifikt til strukturelle trekk og/eller metodikkhandlinger, skal det forstås at oppfinnelsesgjenstanden definert i de etterfølgende patentkrav ikke nødvendigvis er begrenset til de spesifikke trekk eller handlinger som er beskrevet i det foregående. De spesifikke trekk og handlinger beskrevet i det foregående er snarere vist som eksempelvise utførelsesformer for implementering av patentkravene. While the foregoing is directed to implementations of various technologies described herein, other and further implementations may be established without going beyond the basic scope thereof, as determined by the subsequent patent claims. Even if the invention object has been described in language specific to structural features and/or methodological actions, it should be understood that the invention object defined in the subsequent patent claims is not necessarily limited to the specific features or actions described in the foregoing. The specific features and actions described above are rather shown as exemplary embodiments for implementing the patent claims.
Claims (6)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US59559005P | 2005-07-18 | 2005-07-18 | |
| US11/379,177 US7640990B2 (en) | 2005-07-18 | 2006-04-18 | Flow control valve for injection systems |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20062592L NO20062592L (en) | 2007-01-19 |
| NO340367B1 true NO340367B1 (en) | 2017-04-10 |
Family
ID=36687777
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20062592A NO340367B1 (en) | 2005-07-18 | 2006-06-06 | Flow control valve for injection systems |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7640990B2 (en) |
| GB (1) | GB2428438B (en) |
| NO (1) | NO340367B1 (en) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008092241A1 (en) * | 2007-01-29 | 2008-08-07 | Noetic Engineering Inc. | A method for providing a preferential specific injection distribution from a horizontal injection well |
| US20090101344A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Dissolvable Released Material Used as Inflow Control Device |
| US8186444B2 (en) * | 2008-08-15 | 2012-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control valve platform |
| US8261822B2 (en) * | 2008-10-21 | 2012-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Flow regulator assembly |
| US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
| US8291976B2 (en) * | 2009-12-10 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device |
| US8752629B2 (en) * | 2010-02-12 | 2014-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous inflow control device and methods for using same |
| US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
| US9109441B2 (en) * | 2010-12-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for controlling fluid flow into a wellbore |
| MY164163A (en) | 2011-04-08 | 2017-11-30 | Halliburton Energy Services Inc | Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch |
| BR112014010371B1 (en) | 2011-10-31 | 2020-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | APPLIANCE TO CONTROL FLUID FLOW AUTONOMY IN AN UNDERGROUND WELL AND METHOD TO CONTROL FLUID FLOW IN AN UNDERGROUND WELL |
| AU2011380525B2 (en) | 2011-10-31 | 2015-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc | Autonomus fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
| US8657016B2 (en) * | 2012-02-29 | 2014-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable flow control device |
| US9416885B2 (en) | 2012-05-25 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Low profile valves |
| US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
| US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
| US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
| WO2016040220A1 (en) * | 2014-09-09 | 2016-03-17 | Schlumberger Canada Limited | Bottom hole injection with pump |
| US10533408B2 (en) | 2015-03-13 | 2020-01-14 | M-I L.L.C. | Optimization of drilling assembly rate of penetration |
| US20170107791A1 (en) * | 2015-10-16 | 2017-04-20 | Baker Hughes Incorporated | A flow control and injection arrangement and method |
| WO2018063181A1 (en) * | 2016-09-28 | 2018-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Actuation system controlled using rotational speed |
| US11746620B2 (en) * | 2021-06-24 | 2023-09-05 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Injection valve, system and method |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3087551A (en) * | 1959-11-09 | 1963-04-30 | Jersey Prod Res Co | Injection of fluids into earth formations |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2300348A (en) * | 1941-04-21 | 1942-10-27 | Frank E Dana | Method for cleaning oil wells |
| US4601342A (en) | 1985-03-11 | 1986-07-22 | Camco, Incorporated | Well injection valve with retractable choke |
| US5127474A (en) | 1990-12-14 | 1992-07-07 | Marathon Oil Company | Method and means for stabilizing gravel packs |
| US5190106A (en) | 1991-10-07 | 1993-03-02 | Camco International Inc. | Well injection valve retrievable choke |
| US5469878A (en) | 1993-09-03 | 1995-11-28 | Camco International Inc. | Coiled tubing concentric gas lift valve assembly |
| US5924490A (en) | 1997-09-09 | 1999-07-20 | Stone; Roger K. | Well treatment tool and method of using the same |
| US6276458B1 (en) | 1999-02-01 | 2001-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for controlling fluid flow |
| US6899176B2 (en) | 2002-01-25 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
| US6776238B2 (en) | 2002-04-09 | 2004-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore |
| US6880639B2 (en) | 2002-08-27 | 2005-04-19 | Rw Capillary Tubing Accessories, L.L.C. | Downhole injection system |
-
2006
- 2006-04-18 US US11/379,177 patent/US7640990B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-05-26 GB GB0610461A patent/GB2428438B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-06-06 NO NO20062592A patent/NO340367B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3087551A (en) * | 1959-11-09 | 1963-04-30 | Jersey Prod Res Co | Injection of fluids into earth formations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2428438A (en) | 2007-01-31 |
| US20070012454A1 (en) | 2007-01-18 |
| US7640990B2 (en) | 2010-01-05 |
| NO20062592L (en) | 2007-01-19 |
| GB2428438B (en) | 2008-10-29 |
| GB0610461D0 (en) | 2006-07-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO340367B1 (en) | Flow control valve for injection systems | |
| US7360602B2 (en) | Barrier orifice valve for gas lift | |
| US7963342B2 (en) | Downhole isolation valve and methods for use | |
| RU2196892C2 (en) | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds | |
| EP0818603B1 (en) | Oil pumping method and facility | |
| US8997870B2 (en) | Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water | |
| US5806598A (en) | Apparatus and method for removing fluids from underground wells | |
| NO335049B1 (en) | Spindle for a gas lift valve | |
| NO340285B1 (en) | A method comprising a gas lift valve for controlling fluid communication in a well | |
| AU2015330859B2 (en) | Hydraulically actuated downhole pump with traveling valve | |
| NO323681B1 (en) | Improve reservoir communication with a well | |
| US20110308812A1 (en) | Artificial lift system | |
| NO312978B1 (en) | Methods and facilities for producing reservoir fluid | |
| CN108590623A (en) | Same-well reinjection process pipe column and method | |
| NO20101750A1 (en) | Parallel fracturing system for wellbores | |
| RU2395673C2 (en) | Repeated implosion hydraulic turbine pressure generator | |
| US20210396109A1 (en) | Method and system for underground gas injection | |
| NO317484B1 (en) | Method and apparatus for formation insulation in a well | |
| NO304613B1 (en) | Br DEG nnsementeringsverkt ° y | |
| US12084954B1 (en) | Downhole reservoir stimulating system and methods | |
| NO339623B1 (en) | Arrangement and procedure for the removal of production waste in a well | |
| US11492880B2 (en) | Gas operated, retrievable well pump for assisting gas lift | |
| RU2293173C1 (en) | Device for pipe closing in presence of gas, oil and water show in well | |
| SU1350336A1 (en) | Apparatus for recovering hydrocarbons from flooding well | |
| RU2574651C1 (en) | Downhole equipment for polyfrequency wave treatment of bottom-hole zone of productive formation and flowrate oscillations generator for that |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |